Мальцев А. М.

Группа 3Н135

Отчет

по производственно-технологической практике

МИНИСТРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РБ

ГОУ СПО

Нефтекамский нефтяной колледж

Специальность 130503

Группа 3Н135

Отчет

по производственно- технологической практике

Выполнил: Мальцев А.М.

Руководитель: Багаева С.Г.

Оценка: ___________________

г. Нефтекамск 2013

Задание для отчета

по производственно – технологической практике

Введение (общие проблемы и направления повышения эффективности разработки месторождения)

1. Динамика разработки месторождения и основные технологические показатели.

2. Организация производства (организационная структура предприятия, цеха).

3. Анализ технико–экономических показателей предприятия, цеха.

4. Документация цеха и должностные обязанности.

5. Квалификационные обязанности по рабочей профессии в цехе.

6. Техника и технология ведения работ.

7. Новые технологии, применяемые в цехе, схемы.

8. Геолого-техническе мероприятия, проводимые на предприятии, цехе.

9. Фонд скважин и МРП по способам эксплуатации.

Список используемой литературы и документации предприятия.

Руководитель практики ______________

Руководитель специальности Багаева С.Г.____

С одержание

Введение (общие проблемы и направления повышения эффективности разработки месторождения)

1 Динамика разработки месторождения и основные технологические показатели……………………………………….6

2 Организация производства (организационная структура предприятия, цеха)…………………………………………………….10

3 Анализ технико–экономических показателей предприятия, цеха.13

4 Документация цеха и должностные обязанности………………...16

5 Квалификационные обязанности по рабочей профессии в цехе…18

6 Техника и технология ведения работ………………………………23

7 Новые технологии, применяемые в цехе…………………………..25

8 Геолого-технические мероприятия, проводимые на предприятии, цехе……………………………………………………………………...27

9. Фонд скважин и мрп по способам эксплуатации………………..29

10. Литература………………………………………………………….32

Введение

Общие проблемы и направления повышения эффективности разработки месторождения

Вятская площадь Арланского месторождения находится на стадии с обводнением более 75 %.

Эксплуатация скважин глубинными штанговыми насосами является самым распространенным методом механизированной добычи нефти.

Одним из осложняющих факторов добычи нефти является обводнение продукции, и как следствие отрицательное влияние эмульсии на работу насоса и парафиноотложение на насосно – компрессорных трубах и штанговой. Это приводит к различным осложнениям в работе скважины и авариям. При добыче нефти УШГН основными факторами влияющие на работу скважины является образование АСПО которое приводит со временем к забиванию лифта и работе насоса.

В связи с чем, для борьбы с парафином необходимо применять методы снижающие негативные факторы образования парафина. Причем предпочтение следует отдавать более экономичным и эффективным, обеспечивающие достаточно устойчивую работу скважины на более длительный период времени.

1.Динамика разработки месторождения и основные технологические показатели

Разбуривание Вятской площади начато в 1973 г. Тирригенные толщи нижнего карбона по состоянию на 01.01.2008г. пробурено 1155 скважин всех категорий. Эксплуатационный фонд добывающих скважин-914, нагнетательных-165. в консервации-5, контрольно-пъезометрических-32, дающих техническую воду-11, ликвидированных и подлежащих ликвидации-28.

Наибольшие темпы разбуривания углиносной толщи были с 1976 по 1985гг., когда ввод новых скважин находился в пределах от 53 до 114. Бурение эксплуатационных скважин за последние 5 лет на месторождение не производилось. Плотность сетки скважин составляет 10,7 га/СКВ и близка к проектной (11,1 га/скв).

Почти весь действующий фонд работает с водой. Обводненность в пластовых условиях-93,3%.

Каширо-подольские отложения на 01.01.2008г. весь пробуренный фонд составил 518 скв. Максимальный темп разбуривания пришелся на 1986-1991гг. от 47до 66 скв. На 01.01.2008г. эксплуатационный фонд составил 414 скв., из них 400 действующих. Средний дебит по нефти-2,2т/сут, жидкости-3,7 т/сут. Обводненность в пластовых условиях-41,7%. Весь фонд нефтяных скважин работает с водой. На 01.01.2005г. неагнетательный фонд состоит из 98скв., все скважины находятся под закачкой. Средняя приемистость 15,4м³ /сут.

Турнейские отложения нижнего карбона. Обводненность продукции составляет 40,8%, дебит нефти -1,2т/сут, по жидкости-2,0т/сут.

По Вятской площади выделено три объекта разработки: ТТНК визейский объект разработки (С1,2,3,4,4о,5,6), включая Галановское поднятие (С1-3,4); каширо-подольский объект разработки (П1,2,3,К1,2,3,4) и турнейский объект разработки (Тur1).

График разработки Вятской площади Арланского нефтяного месторождения

Рис.3.

По Вятской площади выделено три объекта разработки: ТТНК визейский объект разработки (С1,2,3,4,4о,5,6), включая Галановское поднятие (С1-3,4); каширо-подольский объект разработки (П1,2,3,К1,2,3,4) и турнейский объект разработки (Тur1).

По ТТНК выделено два объекта разработки: верхний – пласты 1,2,3,4,4о,5 и нижний – пласт 6 с раздельной закачкой с дифференцированием давления нагнетания и совместной эксплуатацией пластов. Раздельно по 6 пласту, как наиболее продуктивному, эксплуатируются 93 скважины. По С3 раздельно работают 23 скважины. По остальным скважинам практикуется совместная эксплуатация пластов. Размещено два внутриконтурных нагнетательных ряда и предусмотрено законтурное заводнение. При такой системе заводнения выделяются три полосы шириной 3,0-3,6 и 3,6 - 4,5 км. Широко практикуется очаговое заводнение по С6 и по С3. Добывающие скважины размещены по равномерной треугольной сетке. Общий максимальный фонд скважин достигает 1127 единиц (915 добывающих и 158 нагнетательных). Плотность сетки по контуру нефтеносности – 12,9 га/скв., в зоне отбора -11,1 га/скв. Наблюдается некоторое сокращение на данный момент фонда добывающих скважин при неизменном фонде действующих нагнетательных. Суммарная компенсация отборов закачкой – 66% (в пласте С6 – активный водонапорный режим). Обводненность продукции достигла 90,3%. Разработка затопляемых зон Вятской площади осуществляется по сетке, принятой для всей площади, 350*350 м с очаговым заводнением. В зоне запасов С2 планируется бурение 150 скважин (119 добывающих и 21 нагнетательная). Там, где толщина пласта менее 2 м, запланировано бурение 10 оценочных скважин. При положительных результатах будет сплошное разбуривание. Начальное пластовое давление – 12,1-14,2 МПа. Коэффициент конечной нефтеотдачи по ТТНК – 0,416. По предложению НПФ «Геофизика» на скв.13482 в интервале продуктивной толщи был установлен стеклопластиковый хвостовик обсадной колонны, для исследования в течении длительного времени динамики нефтенасыщенности индукционным каротажем. Этот метод, как показали многолетние наблюдения, позволяет контролировать процесс выработки запасов из пластов.

Установлен постепенный подъем ВНК в 6 пласте ТТНК и то, что пласты малой толщины во многих скважинах не работают. Весьма интересные результаты получены по участкам, на которых были изменены фильтрационные потоки. При этом были зафиксированы случаи увеличения нефтенасыщенности отдельных интервалов и пластов за счет вовлечения в разработку ранее не вырабатываемых запасов. Ценная информация получена также об остаточной нефтенасыщенности заводненных интервалов и пластов.

Залежи нефти в среднем карбоне (каширский и подольский горизонты московского яруса) находятся в активной разработке, пробурено 509 скважин, из которых 437 нефтяных и 62 нагнетательных по 8-гектарной (283*283 м) сетке с заводнением по девятиточечной обращенной системе. Закачка воды составляет 1520 м³/сутки (28 м³ на одну скважину). Соотношение добывающих и нагнетательных скважин – 7,0. Средний дебит нефти – 2,5 т/сутки, жидкости - 4,0 м³/сутки. Текущая компенсация отборов закачкой равна 1,0; суммарная – 75%. Начальное пластовое давление – 8,4 МПа, в целом по пласту – 7,46 МПа, в зоне отбора – 7,4 МПа, в зоне нагнетания – 11,51 МПа. Обводненность – 35,5%. Все скважины работают с водой. Срок разработки рассчитан на 72 года. Конечная нефтеотдача – 0,214.

Эксплуатация турнейского объекта по площади ведется единичными скважинами (2 скважины). Разработка турнейского яруса предусматривает осуществляться лишь возвратным фондом скважин. Гидродинамический режим – упруговодонапорный. Начальное пластовое давление – 14 МПа.